Ekspanzija obnovljivih izvora energije širom Jugoistočne Evrope promenila je strukturu proizvodnje, preoblikovala intradnevne obrasce cena i uvela nove oblike volatilnosti. Ipak, u samom jezgru tržišta, jedan fundamentalni odnos ostaje uglavnom netaknut: cene električne energije i dalje su vezane za troškove fosilnih goriva—pre svega gasa—i za cenu ugljenika u okviru EU sistema trgovine emisijama (EU ETS). Ova strukturna povezanost opstaje čak i uz rast udela obnovljivih izvora, što odražava trajnu ulogu termoelektrana u određivanju marginalne cene.
Podaci sa početka aprila 2026. jasno ilustruju ovu dinamiku. Dan-unapred cene širom regiona kretale su se u relativno uskom rasponu od 84–91 €/MWh, uprkos značajnim varijacijama u proizvodnji iz obnovljivih izvora i prekograničnim tokovima. Ovi nivoi cena bliže odgovaraju troškovnoj strukturi termoelektrana, a ne gotovo nultim marginalnim troškovima obnovljivih izvora. Zaključak je jasan: obnovljivi izvori utiču na volatilnost i tajming, ali termoelektrane i dalje definišu cenovni minimum.
Gas ostaje glavno marginalno gorivo u većem delu regiona, naročito tokom večernjih vršnih opterećenja i u periodima niske proizvodnje iz obnovljivih izvora. Sa referentnim cenama gasa oko 52 €/MWh, trošak proizvodnje električne energije u gasnim elektranama sa kombinovanim ciklusom (CCGT) može se proceniti uz korekciju za efikasnost. Uz pretpostavljenu efikasnost od 50–55%, samo trošak goriva iznosi približno 95–105 €/MWh električne energije. Ovaj nivo predstavlja osnovu na koju se nadograđuju dodatni troškovi.
Cena ugljenika u okviru EU ETS-a uvodi drugi ključni element. Sa cenama emisijskih jedinica (EUA) u rasponu od 70–75 € po toni, proizvodnja iz gasa nosi dodatni trošak od oko 25–35 €/MWh, u zavisnosti od emisione intenzivnosti. Kod proizvodnje iz uglja, efekat je još izraženiji, sa troškovima ugljenika od 60–80 €/MWh zbog većih emisija. U kombinaciji sa troškovima goriva, ovi troškovi značajno utiču na poziciju elektrana u merit order-u.
Rezultujući marginalni troškovni nivo smešta gasne elektrane u raspon od 120–140 €/MWh u uslovima punih troškova. Ipak, stvarne tržišne cene često su niže, zbog rada u delimičnom opterećenju, ugovornih aranžmana i uticaja jeftinijih izvora—posebno uglja i hidroenergije—u određenim periodima. Uprkos tome, osnovna veza između cena električne energije i troškova goriva i ugljenika ostaje jasno vidljiva, naročito tokom vršnih sati.
Ugalj i dalje ima značajnu ulogu u formiranju cena u SEE, posebno u zemljama sa domaćim rezervama lignita poput Srbije i Bugarske. Iako nosi veće troškove ugljenika, njegov niži trošak goriva može ga učiniti konkurentnim gasu u određenim uslovima. Ova dvojna gorivna dinamika stvara složen merit order, gde se ugalj i gas smenjuju u određivanju marginalne cene u zavisnosti od tražnje, proizvodnje iz OIE i kretanja cena goriva.
Interakcija između gasa i uglja dodatno je komplikovana cenom ugljenika. Kako cene EUA rastu, konkurentska prednost uglja se smanjuje, postepeno pomerajući merit order u korist gasa. Ovaj proces nije ujednačen u regionu, jer zavisi od efikasnosti elektrana, dostupnosti goriva i regulatornog okvira. U tržištima gde je ugalj dominantan, osetljivost cena na ugljenik je posebno izražena.
Postojanost termo-marginalnog određivanja cena ima važne implikacije za proizvođače iz obnovljivih izvora. Iako proizvode električnu energiju uz gotovo nulti marginalni trošak, njihovi prihodi zavise od tržišne cene koju određuju termoelektrane. Ovo stvara implicitnu korist, jer OIE profitiraju od viših cena izazvanih fosilnim gorivima. Međutim, ovaj efekat se sve više umanjuje padom capture cena i češćim negativnim cenama.
Terminska tržišta pružaju dodatni uvid u očekivani razvoj. Terminski ugovori za 2026. godinu trguju se oko 113–114 €/MWh, što odražava očekivanja o nastavku zavisnosti od termoelektrana i stabilnim cenama ugljenika. Ovi nivoi uključuju pretpostavke o gorivima, rastu OIE i regulatornim promenama.
Povezanost sa tržištima goriva uvodi i visok nivo volatilnosti. Cene gasa zavise od globalnih faktora—LNG ponude, geopolitike i vremenskih uslova—dok su cene ugljenika pod uticajem politike EU i tržišnih očekivanja. Promene u ovim varijablama imaju direktan i snažan efekat na cene električne energije.
Ova volatilnost je posebno važna za prekograničnu trgovinu. Kako se SEE tržišta integrišu sa Centralnom i Zapadnom Evropom, cenovni šokovi se brzo prenose. Gasni šokovi ili rast cena ugljenika utiču na više tržišta istovremeno, pojačavajući međusobnu povezanost sistema.
Strukturna vezanost za fosilna goriva utiče i na konkurentnost industrije. Cene električne energije oblikuju troškove energetski intenzivnih sektora, dok mehanizmi poput CBAM-a (Mehanizam za prilagođavanje ugljenika na granicama) dodatno povezuju energetiku i industrijsku politiku.
Za kreatore politika ovo predstavlja složen balans. Cena ugljenika podstiče dekarbonizaciju, ali istovremeno povećava troškove energije. Potrebno je pažljivo dizajnirati kompenzacione mehanizme i investicije kako bi se očuvala konkurentnost.
Prelazak sa cenovnog modela vezanog za fosilna goriva zavisi od razvoja alternativnih marginalnih tehnologija. Veliki sistemi skladištenja energije ključni su za ovu tranziciju, jer mogu pomerati proizvodnju iz OIE kroz vreme i smanjiti ulogu termoelektrana.
Fleksibilnost na strani potrošnje predstavlja još jedan pravac. Usklađivanjem potrošnje sa proizvodnjom iz OIE smanjuje se potreba za termoelektranama i ublažava volatilnost. Elektrifikacija i pametno upravljanje potrošnjom mogu značajno promeniti profil opterećenja.
Ipak, ove promene zahtevaju vreme. U kratkom i srednjem roku, termoelektrane će ostati ključne za balansiranje sistema, što znači da će cene i dalje biti povezane sa gorivima i ugljenikom.
SEE region se tako nalazi u tranzicionoj fazi, gde koegzistiraju stari i novi modeli. OIE donose volatilnost, dok termoelektrane i dalje određuju nivo cena.
Za investitore, razumevanje ove strukture je ključno. Vrednost imovine zavisi od izloženosti troškovima goriva i ugljenika, ali i od sposobnosti reagovanja na cenovne signale. Hedžing i diverzifikacija postaju neophodni alati.
Postojanost ovog modela ne znači neuspeh tranzicije, već njen trenutni stadijum. Sistem se menja, ali još nije transformisan. Kako fleksibilnost bude rasla, uticaj termoelektrana će slabiti.
Do tada, gas i cena ugljenika ostaju ključni faktori formiranja cena električne energije u SEE regionu.
Pripremljeno od strane virtu.energy
